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Ernesto Huber J.
Subdirector de Operación SIC
27 de marzo 2017 www.coordinadorelectrico.cl
Gestión de Riesgos aplicada en la planificación y
operación de corto plazo en el Sistema Eléctrico
Chileno
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Agenda
Sistema Eléctrico Nacional
Riesgos Operativos
Algunos ejemplos: Terremotos, Incendios, Hidrología
Próximos desafíos
Comentarios Finales
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Agenda
Sistema Eléctrico Nacional
Riesgos Operativos
Algunos ejemplos: Terremotos, Incendios, Hidrología
Próximos desafíos
Comentarios Finales
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Sistemas eléctricos nacionales
4 4
SING
SIC
Aysén
Magallanes
Capacidad Instalada: 5.743 MWDemanda Máxima: 2.429 MWPoblación: 6,3%
Capacidad Instalada: 16.767 MWDemanda Máxima: 8.057 MWPoblación: 92,2%
Capacidad Instalada: 54,4 MWDemanda Máxima: 22,9 MWPoblación: 0,6%
Capacidad Instalada: 108,2 MWDemanda Máxima: 53,5 MWPoblación: 0,9%
*Datos febrero de 2017
**Datos diciembre de 2016
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Sistema Eléctrico Nacional
5 5
Aysén
Magallanes
Capacidad Instalada: 24.060 MWDemanda Máxima: 11.300 MW *Población: 98,5%
*Demanda estimada en base a un crecimiento del 3% anual
SEN
Capacidad Instalada: 54,4 MWDemanda Máxima: 22,9 MWPoblación: 0,6%
Capacidad Instalada: 108,2 MWDemanda Máxima: 53,5 MWPoblación: 0,9%
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49%39%
6% 6%
SIC
Térmica Hidráulica Solar Eólica
87%
0% 10%
3%
SING
59%29%
7% 5%
SEN22.510 MW
Capacidad Instalada
15.54 % ERNC
Informe mensual CNE, febrero 2017
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Agenda
Sistema Eléctrico Nacional
Riesgos Operativos
Algunos ejemplos: Terremotos, Incendios, Hidrología
Próximos desafíos
Comentarios Finales
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Fuentes de riesgos para la Operación y Macro
Procesos Coordinación Operativa• Fallas de equipos• Fallas humanas• Desastres Naturales: Terremotos,
Tsunamis, Volcanes, Incendios, Aluviones, Sequias, etc.
Planificación de la Operación
Programa DiarioOperación en Tiempo Real
Análisis Post Operativo
• Fallas ocultas• Problemas en las TIC• Ciberseguridad• Atentados, etc
Criterio N-1, Medidas de Seguridad, Sev 6, 7, 8 y 9, PDCEx, Automatismos, PRS, SSCC, Conciencia Situacional, OTS, Scada EMS/AGC, SLRP/WAM, Auditorías
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Contenido
Sistema Eléctrico Nacional
Riesgos Operativos
Algunos ejemplos: Terremotos, Incendios, Hidrología
Próximos desafíos
Comentarios Finales
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Terremotos: Resiliencia del Sistema
16 de septiembre de 2015 (Coquimbo)
0
1,000
2,000
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Demanda en MW 27/02/2010
0
1,000
2,000
3,000
4,000
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6,000
7,000
8,000
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Demanda en MW 16/19/2015
27 de febrero de 2010 (Bio-Bio) • Magnitud 8.8
• 03:34
• Magnitud 8.4
• 19:54
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TERREMOTO 27.02.2010 03:34 hrs.
OPERACIÓN SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL
Norte
Centro Sur
Charrúa-Temuco
Sur
Concepción
Norte: S/E Paposo 220 kV a S/E Los Vilos 220 kV.
Centro Sur: S/E Quillota hasta S/E Ancoa (Linares).
Charrúa-Temuco: Zona comprendida entre ambas SS/EE 220 kV y sus respectivos consumos.
Sur : Zona geográfica al sur de Temuco
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CONEXIÓN ZONA NORTE – CENTRO SUR (27 de febrero)
Norte
Centro Sur
Charrúa-Temuco
Sur
Concepción
18:48 hrs. S/E Los Vilos sincronizada línea de 220 kV Nogales - Los Vilos.
Se une el sistema norte con el centro por medio de la línea de 220 kVQuillota Nogales - Los Vilos cto. 1.
18:48 hrs. C. Taltal 2 deja de regular frecuencia en el Norte.
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CONEXIÓN ZONA CHARRÚA-TEMUCO – SUR (27 y 28 de febrero)
Norte
Centro Sur
Charrúa-Temuco
Sur
Concepción
21:07 hrs. cerrada línea de 220 kV Charrúa - Cautín circuito 1.
21:10 hrs. S/E Temuco energizada barra de 66 kV, CDC solicita a CGE transmisión normalizar a el 100 % de los consumos.
21:14 hrs. C. El Toro U-1 regula frecuencia desde S/E Charrúa hasta S/E Temuco
02:04 hrs. S/E Cautín línea de 220 kV Cautín - Valdivia sincronizada al SIC.
02:04 hrs. C. El Toro U-1 regula frecuencia desde S/E Charrúa hasta la isla de Chiloé.
02:08 hrs. cerradas líneas de 220 kV Cautín - Ciruelos y Ciruelos Valdivia.
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CONEXIÓN ZONA CHARRÚA-TEMUCO – CONCEPCIÓN (28 de febrero)
Norte
Centro Sur
Charrúa-Temuco
Sur
Concepción
10:24 hrs. S/E Charrúa cerrada línea de 220 kV Charrúa - Concepción.
10:24 hrs. S/E Concepción energizado ATR-7 de 220/154/13.8 kV, 261 MVA y barra de 154 kV.
11:57 hrs. cerrada línea de 154 kV Charrúa – Concepción y energizadas barras de 154 y 66 kV S/E Charrúa desde S/E Concepción 154 kV.
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INTECONEXIÓN SIC RESTITUIDA ( 1- 2 de Marzo)
Norte
Centro Sur
Charrúa-Temuco
Sur
Concepción
Hubo un intento fallido de interconexión el día 01.03.2010 a las 10:44 hrs., que significó la pérdida total de consumos de Charrúa al Sur (del orden de 310 MW).
11:42 hrs. del día 02.03.2010 se conectan los subsistemas centro Norte y Sur por medio de la línea de 500 kV Charrúa - Ancoa 2
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Incendios: Reportes Ministerio de EnergíaUnidad de Gestión de Riesgos y Emergencias Energéticas
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Incendios (1)
Operación en Isla en zona de Constitución
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Incendios (2)
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Efectos en los costos marginales
0.0
20.0
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60.0
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1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31
Costos Marginales líneas 500 kVEnero 2016
Ancoa Charrua
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Costos Marginales líneas 500 kVEnero 2017
Ancoa Charrua
Desacople en barras
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0
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25/01/2017 26/01/2017 27/01/2017C
ost
o M
argi
nal
US$
/MW
h
Fecha y hora
Quillota 220kV
Charrúa 220kV
Valores
Fecha H...
Quillota 2... Charrúa 2...
Desacoplo: Charrúa-Ancoa 500 kV
Falla por incendio bajo Línea Charrúa-Ancoa 500 kV Nº2
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Mensualmente se realiza un estudio de Seguridad de Abastecimiento
Se estudia el abastecimiento del sistema para los próximos 6 meses, bajo condiciones hidrológicas desfavorables y suponiendo indisponibilidades de unidades generadoras.
El estudio de Marzo 2017 (período marzo – agosto 2017) muestra que no existe déficit de suministro para los escenarios estudiados, considerando las 5 condiciones hidrológicas más secas de la estadística.
Monitoreo de los Riesgos Hidrológicos (1)
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Monitoreo de los Riesgos Hidrológicos (2)
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0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0
350.0
0
500
1,000
1,500
2,000
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3,000
3,500
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4,500
5,000
EN
E
MA
Y
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P
EN
E
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Y
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P
EN
E
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Y
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EN
E
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Y
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EN
E
MA
Y
SE
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EN
E
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EN
E
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EN
E
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Y
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EN
E
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EN
E
MA
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P
EN
E
MA
Y
SE
P2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
US
D/M
Wh
GW
h/m
es
Otros (Biomasa-BioGas-Solar) Eólico
Carbón Hidráulico
GN GNL
Petróleo CMg Quillota 220 kV
Primeros cortes del
Gas Natural Argentino
Crisis del Gas Natural
Gas Natural Licuado
(*) Considera energía de centrales en serie hidráulica.
0.0
1,000.0
2,000.0
3,000.0
4,000.0
5,000.0
6,000.0
7,000.0
8,000.0
9,000.0
10,000.0
GIG
AW
AT
TS
HO
RA
(G
Wh
)
ENERGÍA EMBALSADA EN EL SIC 1994-2017 (*)
LAJA (*)
LA INVERNADA (*)
COLBUN (*)
RAPEL
CHAPO
RALCO
EMBALSE MELADO
EMBALSE PANGUE
Monitoreo de los Riesgos Hidrológicos (3)
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VARIABILIDAD HIDROLÓGICA: Energía afluente al sistema
24
E. Afl. (72-73) / E. Afl. (98-99) =2.51
La diferencia de energía afluente entre el año más húmedo (72-73) respecto del más seco (98-99) es de 22.9 [TWh], que equivale aprox. a 7 ciclos combinados operando a plena carga durante un año completo.
Los años (10-11, 11-12, 12-13, 13-14, 14-15 , 15-16 y 16-17) conforman los siete años consecutivos más secos de la estadística (85% Pbb.Exc)
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
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4
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5
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16-1
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[GWh]
AÑO HIDROLÓGICO
Energía afluente anual al SIC
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10.000
15.000
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25.000
30.000
35.000
40.000
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94-9
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99-0
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12-1
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5
15-1
6
16-1
7
[GWh]
AÑO HIDROLÓGICO
Energía afluente anual al SIC
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Monitoreo de los Riesgos Hidrológicos: Estudio de
Seguridad muestra que no existe déficit de suministro
Caso Base: Bases de Programa Semanal.
Caso 1: Caso Base, considerando adicionalmente indisponible la central Nueva Renca entre el 1 de abril 2017 y el 30 de septiembre 2017.
Caso 2: Incluye el caso 1, considerando adicionalmente indisponible la central Nehuenco 1 entre el 1 de abril 2017 y el 30 de septiembre 2017.
Caso 3: Incluye el caso 2, considerando adicionalmente indisponible la central Bocamina 2 entre el 1 de abril 2017 y el 30 de septiembre 2017.
Caso 4: Análogo al caso 3, considerando adicionalmente una disponibilidad de 25% de diésel (6 horas al día) para los motores
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Agenda
Sistema Eléctrico Nacional
Riesgos Operativos
Algunos ejemplos: Terremotos, Incendios, Hidrología
Próximos desafíos
Comentarios Finales
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Proyectos para la interconexión
189 km 400 km
S/E TEN
G
CTM
Año 2017Proyecto TEN
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Proyectos para la interconexión
189 km 400 km
S/E TEN
G
CTM
Año 2017Proyecto TEN
S/E Kapatur
Interconexión SIC-SING
www.coordinadorelectrico.cl29
S/E TEN
G
CTM
S/E Kapatur
Año 2017-2018
Interconexión SIC-SING
420 km 200 km 135 km 189 km 400 km
Proyectos para la interconexión
www.coordinadorelectrico.cl30
S/E TEN
S/E Crucero Encuentro
G
CTM
S/E Kapatur
Año 2020
420 km 200 km 135 km 189 km 400 km
Proyectos para la interconexión
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Proyectos de Interconexión
S/E TEN -GIS (TEN)
S/E Kapatur (STN/Saesa)
G
G
G
G
G
S/E Angamos(Gener)
S/E Kelar(Tamakaya)
S/E Cumbres(TEN) S/E Nueva
Cardones(Interchile)
S/E Cardones(Transelec)
S/E Kimal (SATT/Saesa)
S/E Nueva Maitencillo(Interchile)
S/E Nueva Pan de Azúcar
(Interchile)
S/E Los Changos (TEN)
GANG1
Kelar
CTM3 G
CTM3 V
IEM
LT 2x220 kV Kelar Kapatur(Tamakaya)
LT 2x220 kV Angamos Kapatur(Gener)
LT 2
x22
0 k
V L
os
Ch
ango
s K
apat
ur
(Tra
nse
lec)
A S/E Laberinto
A S/E O’Higgins
LT 2x500 kV Los Changos Cumbres(TEN)
LT 2x220 kV TEN Los Changos(TEN)
LT 2x500 kV Cumbres Nueva Cardones(TEN)
LT 2x500 kV Nueva Cardones Nueva Maitencillo(Interchile)
LT 2x220 kV Cardones Nueva Cardones(Interchile)
LT 2x500 kV Nueva Pan de Azúcar Polpaico
(Interchile)
LT 2x500 kV Nueva Maitencillo Nueva Pan de Azúcar
(Interchile)
LT 2x500 kV Los Changos Kimal(Transelec)
Proyectos TEN
Proyectos Transelec
Proyectos Interchile
Proyectos Saesa
Instalaciones Existentes
Proyectos Engie
S/E Polpaico(Transelec)
S/E Diego de Almagro
(Transelec)
S/E Nueva Diego de Almagro
(Celeo Redes)
LT 2x220 kV Cumbres Nueva Diego de Almagro
(Celeo Redes)
Proyectos Celeo Redes
ANG2
S/E Pan de Azúcar
(Transelec)S/E
Maitencillo(Transelec)
GCTM2
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S.E. Encuentro
S.E. Los Changos
S.E. Nueva Cardones
INTERCONEXIÓN FÍSICA
CTM3
Los Changos
Cumbres
Cardones
Maitencillo
Polpaico
590 kmProyecto
TEN
745 kmProyecto ISA
Kapatur
3 km Proyecto Interconexión
Pan de Azúcar
SIC
SING Nuevo
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A la incertidumbre propia de los sistemaseléctricos, se agregan los escenarios y riesgospresentes en el proceso de interconexión y suposterior operación segura y económica.
El sistema debe seguir garantizando acceso libre yoperación económica, preservando la seguridad deservicio.
Es decir, el proceso no puede afectar la continuidadoperativa.
Preservar la seguridad de
servicio
Garantizar la operación más
económica
Garantizar el libre acceso a los sistemas
de transmisión
Riesgos adicionales por la Interconexión
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ESTUDIOS
Estudio de Control de Frecuencia y Distribución de Reservas para CPF y CSF
Estudio Estabilidad de tensión
Evaluación del Comportamiento del Sistema con Automatismos Existentes (EDAC, EDAG y otros)
Análisis de Estabilidad de Pequeña Señal y Sintonización de Estabilizadores de Sistemas de Potencia (PSS).
Análisis de Fallas de Severidad mayor (Identificación de Contingencias Extremas).
Estudio de Energización de Instalaciones y Cálculo de Tensiones Transitorias de Restablecimiento (TRV).
Estudios para la Operación de los Sistemas
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Agenda
Sistema Eléctrico Nacional
Riesgos Operativos
Algunos ejemplos: Terremotos, Incendios, Hidrología
Próximos desafíos
Comentarios Finales
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Operación y diseño del sistema: Criterio N-1, Medidas de Seguridad, Sev 6, 7, 8 y 9, PDCEx, Automatismos, PRS, Conciencia Situacional, OTS, Scada EMS/AGC, SLRP/WAM, TIC (Ciberseguridad)
Contar con sistemas Resilientes: DSO, Microredes, Flexibilidad de la demanda (DSR). Tener un parque generador diversificado. Manejo de desastres… PRS/OTS. Arquitectura CDC Nacional
Auditorías para detectar fallas ocultas.
Sistema eléctrico con capacidad de transmisión con holguras suficientes
Flexibilidad de las centrales convencionales para compensar variaciones inesperadas de oferta y demanda (nuevas tecnologías, auditorías, restricciones ambientales, Arranques&Detenciones, Min.Tec, Hydropeaking, etc)
Incentivar más y nuevos servicios complementarios (ramping, CT de ERNC-i, cycling, etc)
Un aporte importante a la flexibilidad /seguridad es la interconexión SIC-SING y las futuras interconexiones internacionales.
Comentarios Finales
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Gracias por su atención
Ernesto Huber J.